電力市場化推進加速，工商業(yè)儲能在多省已初步具備經(jīng)濟性

　　工商業(yè)儲能最初用于提升光伏自發(fā)自用率或者備用電源使用，裝配企業(yè)相對較少。但在電力市場化加速發(fā)展的當下，工商業(yè)裝配儲能的必要性日益凸顯。

　　東方財富證券分析師周旭輝在本周五公布的研報中表示，電改逐步推進，要求工商業(yè)用戶直接參與電力交易，使電價波動更加頻繁，工商業(yè)用戶若不裝配儲能，則只能作為電價波動的被動承受者。

　　未來，隨著需求側響應政策的普及，工商業(yè)儲能的經(jīng)濟性進一步提升;電力現(xiàn)貨市場制度逐漸完善，虛擬電廠建設完善，工商業(yè)用戶參與電力市場，必須具有電力吞吐的能力，儲能逐漸成為必選。

　　該機構估計，工商業(yè)側儲能全生命周期度電成本約0.69元/kWh，一充一放策略下，在全國多個省市具備經(jīng)濟性;考慮目前多地峰谷時段施行日內(nèi)兩高峰，日內(nèi)兩充兩放策略下，單次充放平均峰谷價差在0.85元/kWh 以上時，IRR(internal rate of return，內(nèi)部收益率)高達22.25%。

　　工商業(yè)側儲能的經(jīng)濟性

　　鋰電上游成本下降、峰谷價差拉大、需求側響應補貼政策持續(xù)出臺，工商業(yè)儲能經(jīng)濟性日漸顯著。

　　為盡量便于理解，東方財富證券僅考慮初始投資、年度運行天數(shù)、充放策略等儲能系統(tǒng)側的指標變化，計算理想情況下，1kWh 工商業(yè)儲能系統(tǒng)在100%利用的情況下的 LCOE(Levelized Cost of Energy，平準化度電成本) 和IRR。

　　核心假設：

　　(1)假設碳酸鋰價格為 25 萬元/噸，對應的儲能系統(tǒng)單價為 1.34 元/Wh;

　　(2)假設儲能系統(tǒng)中，逆變器壽命為 10 年，電池容量衰減至 80%后進行更換;

　　(3)假設年工作天數(shù)為 330 天;

　　(4)鋰電池衰減率為每年 2%;

　　(5)折現(xiàn)率為 3%;

　　(6)假設運維費用為項目初始投資的 2%;

　　考慮一充一放策略下，考慮時間價值，我們計算得出，用戶側工商業(yè)儲 能的 LCOE 為 0.69 元/kWh，即一充一放策略下，峰谷價差大于 0.69 元/kWh 的區(qū)域，用戶側儲能具備經(jīng)濟性。

　　東方財富證券測算了峰谷價差、充放策略不同的場景下，工商業(yè)儲能全生命周期的IRR和動態(tài)回收期，發(fā)現(xiàn)：

　　一充一放場景下：峰谷價差與IRR/動態(tài)回收期的敏感性如下，當峰谷價差在0.95 元/kWh以上時，IRR提升至6.58%以上，動態(tài)回收期縮短至8年以內(nèi)。

　　由于多數(shù)省份目前電價制度存在日內(nèi)兩高峰，日內(nèi)兩充兩放帶來更高的經(jīng)濟性，兩充兩放場景下，工商業(yè)儲能具備非常明顯的經(jīng)濟性：平均峰谷價差在 0.50 元/kWh 以上時，IRR 在 7.74%以上，動態(tài)回收期縮短至8年以內(nèi); 平均峰谷價差在0.85元/kWh時，IRR高達22.25%，動態(tài)回收期縮短至4年以內(nèi)。

　　工商業(yè)儲能產(chǎn)業(yè)鏈的核心變量

　　產(chǎn)業(yè)鏈方面，東方財富證券指出，工商業(yè)儲能系統(tǒng)與大儲的儲能系統(tǒng)的區(qū)別僅為產(chǎn)品功率、電池類型(功率型/容量型)、系統(tǒng)控制要求等參數(shù)上的差異，因此供應商大同小異。

　　根據(jù)工商業(yè)儲能運營模式的不同，可以分為自建和合同能源管理模式。據(jù)東方財富證券：

　　業(yè)主自建模式下：工商業(yè)主自行 安裝儲能，自行承擔初始投資成本及每年的設備維護費用等。合同能源管理 模式下：能源服務企業(yè)協(xié)助工商業(yè)主安裝儲能，能源服務企業(yè)協(xié)助投資儲能 資產(chǎn)，并負責后期的運維，用電企業(yè)僅需提供場地空間，按照服務效果向能 源服務企業(yè)付費，大大減輕了投資壓力，該模式下，本質上是能源服務企業(yè) 與用電企業(yè)共同分享儲能受益。

　　合同能源管理模式下，誕生了工商業(yè)儲能的EPCO模式，即從電力設計、設備采購、建設到運維的一站式服務。

　　東方財富證券認為，工商業(yè)儲能產(chǎn)業(yè)鏈中，核心變量在于開發(fā)商和運營商，目前的競爭格局呈現(xiàn)出百花齊放的局面，而開發(fā)商和運營商的競爭重點在于市場開拓能力。

　　來源：華爾街見聞